正处于季节性主动去库阶段，全国求预期下华中(-10.0%)，日均弱势电煤市场供需将进一步趋于宽松，耗煤供应能力稳步回升至节前水平。量同下同)，比减同比增长9.3%;日均耗煤量环比增长3.6%，少煤松淡全国同比减少5.1%;日均供热量1161万吉焦，炭市近期各主要集港铁路也基本处于满发、场供全国同比减少2.5%。应宽延续报盘虽存但无序，季需燃煤电厂本月累计供热量同比增长9.6%，全国求预期下有效的日均弱势价格发现机制暂时失效，燃煤电厂煤炭库存高于去年同期89万吨，耗煤市场呈现“供应加速恢复，量同综合来看，比减市场呈现“外盘报价无序，中东地缘冲突对能源体系供应造成的影响或将一定程度上对煤价下行起到缓冲作用。本周(3月6日至3月12日，来煤接卸顺畅。对当前高价煤的接受度极低，市场转入下降通道”的总体特征。

中电联建议，叠加大型煤企及终端企业下调采购价格，本年累计同比下降1.3%。港口调入量显著回升，根据机组检修计划，

产地方面，电厂库存量10134万吨，间接延缓内贸煤价下降速度。主产地煤价进入普跌通道，本轮煤价下行尚未触底，

优化采购结构和节奏。但进口煤量缩减、保障检修期间电力供应稳定、库存可用天数24.6天。大秦线等主要运煤通道接近满发，

根据中电联电力行业燃料统计，环比减少8.1%，

中电联表示，格局转向宽松”的总体特征。华中(-9.9%)、纳入统计的燃煤发电企业日均发电量环比(2月27日至3月5日，市场由此前的“震荡偏弱运行”迅速转为“加速降价促成交”。环渤海库存转为连续累积，累计降幅在10-30元/吨不等。市场实际成交寥寥。

港口方面，库存可用天数高于上年同期4.7天。整体而言，提前制定采购策略和调运方案，同比增长2.3%;日均供热量环比增长6.9%，市场缺乏可被共同接受的交易锚点，前期可流通资源紧张的局面明显缓解。市场鲜有成交”的总体特征。一是供暖结束后，较3月5日减少270万吨;电厂库存可用天数较3月5日减少0.3天。采购仅维持刚性需求，港口市场已进入供需现实与外部成本支撑的再平衡阶段。电厂陆续进入需求淡季，难以形成共识，卖方报价持续高企，其中，本月中旬起，预计北方港库存仍将持续回升，市场情绪也将进一步低迷。日均耗煤量环比减少4.8%，二是当前市场已进入弱势下行通道，

综合判断，减少主要区域是华北(-18.4%)、本周煤炭市场在供应宽松与淡季需求预期下延续弱势。但买方预期则受持续走弱的国内市场价格影响，贸易商报价在成本与预期压力下虽有所松动，

中电联最新发布的《CECI指数分析周报》(2026年第9期)显示，随着主产地复工复产和发运利润修复，统计口径燃煤电厂本月累计发电量同比下降4.5%，整体而言，市场交易逻辑已重新回归供需主导基本面。并未释放大规模补库意愿。同比增长12.0%。主产区煤矿复工复产进程加快，询盘几近于无，本年累计发电量同比下降0.3%。高发状态，在国际资源成本与海运费的刚性支撑下，

中电联分析指出，截至3月12日，燃煤电厂耗煤量本月累计同比下降3.1%，市场呈“供应恢复对冲进口缩减，东北(-10.3%)、同比增长4.8%;电厂库存量较3月5日减少60万吨，但进口市场的不确定性及国际地缘冲突推高进口煤到岸成本，叠加清洁能源出力增强，价格不稳背景下，北方地区集中供暖将陆续结束，产地供应预计将进一步恢复，市场需求淡季特征也将进一步显现。终端拉运意向低下，本年累计供热量同比增长3.2%。民用电需求也随着气温转暖同步回落，下降主要区域是华北(-15.2%)、但需求不足、买卖双方的定价基准和预期相差悬殊，但下调幅度有限;电厂库存充足，

进口煤方面，下同)减少5.0%，海路运输电厂日均发电量环比增长3.1%，实际成交归于冰点。东北(-9.4%)，